一种油井作业风险预警方法的建立与实施

张志坚，王 鑫

1.中国石油大庆油田有限责任公司第五采油厂 (黑龙江 大庆 163513)2.中国石油大庆油田有限责任公司开发部 (黑龙江 大庆 163453)

一种油井作业风险预警方法的建立与实施

张志坚1，王 鑫2

1.中国石油大庆油田有限责任公司第五采油厂 (黑龙江 大庆 163513)
2.中国石油大庆油田有限责任公司开发部 (黑龙江 大庆 163453)

为了进一步提高抽油机井作业管理水平，实现油井作业分析-预判功能，归纳了油井检泵作业的影响因素，提出了单井综合风险系数的确定方法。通过与平均风险系数的比对，划分了高风险区、中风险区、低风险区以及合理区，实现了油井检泵作业的预见性，为延长检泵周期措施的对应实施提供依据，提高油井作业管理水平。

油井作业;抽油机;检泵作业;风险预警

油田在节能减排和持续稳产的新形势下，降低原油生产成本，已成为工作的重点。油井作业成本是油田开发成本的重要组成部分，提高井下作业管理水平、降低检泵率、延长检泵周期是控制井下作业管理成本的重要手段［1-2］。油田开发几十年来，在油井作业方面积累了很多宝贵经验和成功做法，但仍存在一些制约井下作业管理水平进一步提高的问题。

一是事前监测手段单一，发现问题不及时。目前，能有效监测井下工况的只有“示功图”一种资料，液面、电流和产量等资料，由于受管理、设备等因素影响只能起到辅助诊断作用。由此，可能会导致诊断失误和发现问题滞后。二是事中措施表面化，方案缺乏预见性。井下作业现场一般只对发现的问题进行处理，措施缺乏预见性，给井下作业留下风险隐患。三是事后缺少总结分析，分析水平需进一步提高。随着井下作业管理人员的逐年增加，新老交接，技术管理水平参差不齐，一些人员的理论水平需要提高，现场经验需要积累，缺少一种智能化的作业管理平台，以提升管理水平。

基于以上考虑，提出了“油井作业风险预警”理念，通过对作业影响因素的分析和治理，提高作业管理水平。

1 风险预警方法的形成

1.1 风险预警基本思路

通过对油井检泵作业影响因素的分析，归纳出影响油井检泵的关键因素，在对各影响因素进行风险评估的基础上，提出了单井风险系数及因数的确定方法，通过与平均风险系数的比对，划分了高风险区、中风险区、低风险区以及合理区，实现了油井检泵作业预见性。

该方法从宏观上对油井井下生产状况进行监控，对风险区进行划分，依据风险级别对单井进行“提前分析，超前优化”，对已检泵井指导施工设计，可有效延长抽油机井检泵周期。

抽油机井作业风险预警图的绘制步骤:①将抽油机井分为泵、杆、管3个系统，全面考虑影响每个系统工作状况的主要因素;②对于每个系统，根据实际状况，对各种影响因素中的风险项目进行风险评估并打分;③将各风险项目的风险系数和影响程度相乘得到该系统风险因数;④将多个系统的风险系数按照权重比例相加得到综合风险因数;⑤以综合风险因数为纵坐标，检泵周期为横坐标，形成“抽油机井作业风险评估预警图”。

1.2 主要影响因素分析

影响抽油机井检泵的因素有很多种，通过对以往检泵井原因分析及探讨，总结出影响抽油机井检泵的几种原因，其中影响检泵的主要原因有:泵问题、杆问题、管问题以及管理问题［3］。

1)泵问题。影响泵问题检泵的主要因素有如下方面:①免修期长短;②含水高低;③泵型与地面参数匹配;④沉没度高低;⑤砂垢影响;⑥泵质量问题。

2)杆问题。抽油杆柱往复运动时受井液阻尼作用和摩擦力作用，造成杆柱受力状态不同，特别是中和点以下的抽油杆几乎全部处于受压状态，容易产生弯曲变形。在偏磨的油井中，冲程短，冲次高时，偏磨的部位相对较小，但摩擦次数频繁，磨损严重。另外，在实际生产中，沉没度过低、抽油杆扶正不合理、井口回压过高、井口盘根压得过紧、管杆尺寸配合间隙过小、泵间隙过小等因素，都不同程度地加剧杆与管的偏磨。

3)管问题。造成管问题检泵主要原因有如下几个方面：①管的使用寿命过长造成的老化;②地面参数匹配不合理造成的交变载荷过大致使管疲劳损坏;③由于偏心井口迫使油管横向应力过大从而发生油管断裂;④含水过高且没有扶正措施造成的偏磨［4-6］。

4)管理问题。首先，热洗等冬季生产管理措施受设备限制，未能及时到位，出现蜡卡现象;其次，作业受条件限制，作业监督未能实现全过程质量监控，施工质量无法完全受控于甲方，部分关键工序不能完全跟踪掌握。

1.3 单项风险系数、影响程度的确定

影响抽油机井每种检泵问题的因素有很多种，总结以往检泵的经验，把影响因素细分为不同的类别，并对其中的关键因素进行影响程度的定性评价，通过打分确定影响程度值，见表1。

在表1定性评价的基础上，对各影响因素进一步细化，建立与使用时间长短、指标高低等量值有关的风险量值评价体系，确定风险系数，见表2。

1.4 综合风险因数的确定

确定了抽油机各检泵原因的影响因素、风险系数和影响程度以后，根据公式(1)、(2)求出各类检泵发生的综合风险因数，因数越大，风险越高，应重点观察调整。

单项检泵原因风险因数公式:

式中:F′为单项检泵原因风险因数;n为影响因素个数;Fi为第i个影响因素的风险系数;Mi为第i个影响因素的影响程度。

杆问题、管问题风险因数取表1中各分项按照式(1)计算结果的算术平均值。

单井综合风险因数公式:

式中:F综合为单井综合风险因数;Fj′为第j个单项检泵原因风险因数;Mj为第j个检泵原因的影响程度，可由该油田各原因检泵发生的概率确定。该油田泵问题取0.5，杆问题取0.2，管问题取0.2，管理问题取0.1。

2 风险预警系统的应用

以A井为例，该井上次作业日期为2011年11月20日，本次作业日期为2013年6月21日，采用闭阀泵生产，其他各项数据见表3。

表1 影响检泵发生的关键因素影响程度表

表2 影响检泵发生的关键因素风险系数表

将表3中数据代入表1及表2，即可得到风险系数和影响程度，采用式(1)进行各项计算，计算结果见表4

将表4中分项因数的计算结果代入式(2)，即可得到单井的综合风险因数。A井不考虑管理问题的单井综合风险因数=0.5×0.43+0.2×(0.5+0.55)/2+0.2× (0.64+0.6)/2=0.444。

利用以上方法计算出某油田抽油机井平均综合风险因数为0.4，平均检泵周期1 098天(约3年)。以检泵周期为横坐标，综合风险因数为纵坐标，划分风险区域，绘制A井风险预警图(图1)。

表3 A井检泵前正常生产数据表

表4 A井风险因数计算表

图1 A井风险评估预警图

风险区域定义及划分原则:由以上分析可知，风险因数越高，发生检泵作业的几率越大，检泵周期越短，年检泵次数越多，费用越高。以风险因数作为主要参考对象，检泵周期为次要参考对象，将风险因数高且检泵周期短的区域确定为高风险区;将风险因数高且检泵周期长的区域确定为中风险区;将风险因数低且检泵周期短的区域确定为低风险区;将风险因数低且检泵周期长的区域确定为合理区。

高风险区:综合风险因数高、检泵周期短;中风险区:综合风险因数高、检泵周期长。

低风险区:综合风险因数低、检泵周期短;合理区:综合风险因数低、检泵周期长。

采用类似方法，绘制了全油田的风险预警图，如图2所示。

图2 全油田风险评估预警图

为了验证风险预警系统中确定的各单项及综合风险系数、因数和影响程度合理性，对某油田2013年检泵的536井次抽油机井进行了验证，以单井检泵之前的正常生产数据作为研究对象，反映在抽油机井作业综合风险评估预警控制图中，有402井次落在风险区中，风险评估预警图符合率达到75.0% (图3)。

图3 风险预警系统准确性验证情况

3 结束语

通过在油井作业管理上引入“风险预警”方法，绘制了抽油机井作业风险评估预警图，为抽油机井作业管理带来了帮助，方便了抽油机井的日常管理工作。但是在深入剖析该风险评估预警图时，认识到该预警图仍然存在2个问题:

1)作业风险评估预警图4个区域的划分不够细致。需要在现有抽油机井风险评估预警图4个区域的基础上，继续区域细分，使落实在每个区域的井都可以准确反映出相应问题，确保区域划分详细准确。

2)抽油机井作业数据的维护工作仍需加强，风险评估系统没有网络化。需要在现有数据的基础上加强抽油机井作业数据的维护工作，同时研发抽油机井作业综合风险评估预警系统，在各小队中应用，方便其对抽油机井作业综合风险评估预警控制图的调用，提高抽油机井管理水平。

［1］宪侃，叶利平，谷苄洪.抽油机采油技术［M］.北京:石油工业出版社，2004.

［2］明柱平，杨文领，刘清友.修井作业专家系统开发研究［J］.石油机械，2006，34(4)：53-55.

［3］陈斌.延长油井免修期的几点做法［J］.内蒙古石油化工，2006，13(1)：108-109.

［4］吕瑞典，孙三朵，郭会双.有杆抽油井检泵原因分析与预防措施的探讨［J］.维修与改造，2007，34(8)：68-69.

［5］刘桂林，陈伟平，高荣晓.抽油机井杆管偏磨成因分析及防治措施［J］.钻采工艺，2005，28(6):79-81.

［6］孟庆武，徐景生，王宙，等.大庆油田断裂油管失效分析［J］.大庆石油学院学报，1998，22(1)：85-86.

In order to further improve themanagement level of pumping well operation，finish the analysis and prediction of pumping well operation，the factors of affecting oil well pump inspection operation are analyzed and summarized，and amethod to determine single-well integrated risk coefficient is proposed.High-risk areas，medium-risk areas，low-risk areas and reasonable areas are divided through comparing single-well integrated risk coefficientwith average risk coefficient，so the risk prediction of oil well pump inspection operations is implemented，which can provide the basis for the formulation and implementation of oilwell pump inspection cycle lengtheningmeasures and the improvement of pumping well operationmanagement level.

oilwell operation;well pumping unit;pump inspection operation;risk warning

梅

2014-12-12

张志坚(1983-)，男，工程师，主要从事螺杆泵采油技术研究工作。